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天然气工业 2015年第09期杂志 文档列表

天然气工业杂志地质勘探

中国古生界油气勘探成果及勘探战略思考1-7

摘要：1984年9月22日塔里木盆地沙参2井在井深5391m的奥陶系获得高产油气流,开辟了中国古生代海相油气勘探的新篇章,成为中国油气勘探史上的重要里程碑,拉开了全国古生界海相油气勘探第二次大跨越的序幕。此后的30多年,先后在塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、四川等盆地共发现了近30个大油气田,使中国油气储量和产量不断攀升,创立了中国古生界海相油气成藏理论,形成了具世界领先水平的中国古生界海相油气勘探开发技术系列。在分析总结近30多年来中国古生界海相油气勘探成果的基础上,提出了2030年以前古生界海相油气勘探的方向,包括4个战略扩展区、9个战略突破区和5个战略准备区,分述如下,战略扩展区是塔里木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地;战略突破区是塔里木盆地西南坳陷、阿瓦提断陷、孔雀河斜坡,准噶尔盆地东部隆起、乌伦古坳陷,柴达木盆地东北部上古生界,鄂尔多斯盆地北部和西北部下古生界,四川盆地北部,中扬子江汉盆地及周缘、湘西—湘中地区,下扬子古生界,滇黔桂地区古生界,华北盆地石炭—二叠系;战略准备区是河西走廊地区石炭—二叠系,东北地区石炭—二叠系,青藏地区、羌塘地区等,江西、鄱阳湖—三青江地区石炭—二叠系,海域的南黄海地区。

普光气田保持气井高产稳产态势7-7

摘要：截至2015年9月1日，国内首个投入规模开发的高含硫气田——中石化普光气田累计生产井口气突破500亿立方米。普光气田自2009年投产以来，始终坚持“安全高于一切，生命最为宝贵”的管理理念，不断完善安全控制、安全保护系统和管控体系，对安全隐患、违规作业零容忍，实现安全监管全面覆盖；加强气藏动态监测，深化气藏动态特征及开发规律认识，科学安排产量计划，编制气田产出水整体解决方案，加大控水对策研究力度，保持了气井高产稳产态势。

四川盆地下志留统龙马溪组页岩裂缝孔隙定量表征8-15

摘要：裂缝和孔隙是致密储层重要的储渗空间,对其识别、描述和定量评价也是页岩气储层评价的重点和难点。为此,以四川盆地涪陵气田和长宁气区钻井资料为基础,通过建立双孔隙介质孔隙度解释模型,对该区下志留统龙马溪组（含上奥陶统五峰组）富有机质页岩段的裂缝孔隙进行了定量评价,并得到以下认识：1应用双孔隙介质模型开展页岩裂缝孔隙度解释,是实现页岩储层裂缝孔隙定量评价的有效办法,也是对海相页岩储集空间定量表征技术的丰富和发展;2该区主力产层基质孔隙体积及其构成区域分布稳定,基质孔隙度总体保持在4.6%-5.4%;3裂缝孔隙发育特征在不同构造区、同一构造的不同井区和不同层段差异较大,显示出页岩储渗条件具有很强的非均质性。根据裂缝孔隙定量表征结果判断,四川盆地五峰组—龙马溪组发育基质孔隙＋裂缝型和基质孔隙型这两种类型的页岩气藏：前者主要发育于特殊构造背景区,具有裂缝孔隙发育、含气量大、游离气含量高、产层厚、单井产量高等特点,在该盆地的分布范围可能相对局限;而后者具有基质孔隙度较高、裂缝孔隙不发育、单井产量中高等特征,预计其在该盆地海相页岩气分布区占据主导地位。

“源热共控”澳大利亚西北大陆边缘油气田有序分布16-23

摘要：澳大利亚西北大陆边缘是全球油气最富集的区域之一,研究其油气分布规律及主控因素有助于指导下一步的油气勘探。为此,基于8个沉积盆地近60年的勘探成果资料,分析了各盆地的油气地质条件和油气分布特征,发现该区油气田呈“近岸油”“远岸气”有序分布,指出这一分布模式主要是受烃源岩和热演化程度的共同控制。进一步依据“源热共控”论,深入探讨了烃源岩的成烃规律和成烃模式,并指出了下一步的勘探方向。结论认为：1北卡纳文盆地发育3套烃源岩,即中—上三叠统海陆过渡相三角洲泥岩、下—中侏罗统海相/海陆过渡相三角洲泥岩和上侏罗统—下白垩统海相泥岩,而布劳斯和波拿巴盆地主要发育2套烃源岩,即下—中侏罗统海相/海陆过渡相三角洲泥岩和上侏罗统—下白垩统海相泥岩;2该区大地热流值从近岸带向远岸带增大,局部存在异常,烃源岩热演化程度随埋深增大而增高;3从近岸带向远岸带,有机质存在从生油向生气转化的趋势,未来找油的主要领域应在近岸带,找气的主要领域在远岸带,该区天然气资源潜力巨大。

涪陵页岩气田日产气量突破1000万立方米23-23

摘要：在全国率先实现页岩气规模化商业开发和利用的重庆市，页岩气的商业利用范围已扩大到市外。据悉，中国石化的涪陵页岩气田（地理位置在重庆市）日产气量已突破1000×10^4m3，其中约580×10^4m3页岩气每天经川气东送管道输往华中、华东地区。近年来，国土资源部与重庆市国土资源系统开展了页岩气资源调查评价并取得了可喜的成果，为页岩气的商业开发奠定了基础，也提振了各类投资主体的参与热情。同时，重庆市加强页岩气关键核心技术和设备的研发，打开了页岩气大规模、商业化开发的大门。

天然气藏形成过程动态物理模拟——以柴北缘鄂博梁Ⅲ号构造为例24-34

摘要：物理模拟实验是研究油气运聚的重要方法与手段,为改进、完善这一实验方法,在前人物理模拟实验成果的基础上,将构造挤压融入油气充注的实验过程中,并以柴达木盆地北缘鄂博梁Ⅲ号构造天然气藏为例,利用研发的天然气运聚成藏动态模拟实验装置,成功模拟了该构造天然气藏的形成过程,并进一步总结了该区气藏的形成规律。实验结果表明：1该区存在深、浅2套输导体系,深部输导体系为断裂—输导层输导体系,有利于天然气的向上运移并在优质储层中聚集成藏,而浅部输导体系为断裂—输导层—断裂输导体系,对浅部天然气藏具有破坏作用,不利于天然气的聚集成藏;2气藏形成后期,当供气量小于散失量时,气藏逐渐萎缩直至消失,由于深部地层的保存条件相对浅部更为优越,因此气藏消失的顺序也是先浅层后深层,由此形成了该区“浅差深好”的天然气藏保存序列。结论认为：鄂博梁Ⅲ号构造中深部可能存在保存较好的大型整装天然气藏。

浙江甬台温天然气管道瓯江南支定向钻穿越工程完成34-34

摘要：2015年9月5日，一条直径813mm的管线在瓯江河床下50m深处穿行了27h后破土而出，至此，中国石油天然气管道局穿越分公司（以下简称管道局穿越公司）提前104d顺利完成浙江甬台温天然气管道瓯江南支定向钻穿越施工。此次管径813mm、长度3192m的管道穿越施工，创造了世界管道穿越的新纪录。

四川盆地开江古隆起形成演化及其对天然气成藏的控制作用35-41

摘要：开江古隆起是四川盆地内的三大古隆起之一,也是川东地区天然气勘探的重要领域,前人的研究重点分析了印支期古隆起的形态,未系统阐述古隆起的形成演化过程及其对气藏形成的控制作用。为此,基于区域地质、野外露头与钻井等综合资料,分析了不同构造期该古隆起的平面展布特征,探讨了古隆起形成演化对烃源岩发育、储层发育以及天然气分布的控制作用。结果表明：该古隆起的形成演化经历了以下4个时期：1云南运动期,古隆起初具雏形,形成开江、梁平2个隆起高点,呈南北向展布;2东吴运动期,古隆起继承发育,隆起范围扩大并呈北西西向展布;3印支运动期,古隆起最终定型,隆起范围进一步扩大,并呈北东向展布;4燕山期—喜马拉雅期,古隆起发生解体形成现今构造面貌。结论认为：开江古隆起是因不同地质历史时期基底差异区域抬升、强烈拉张作用与板块俯冲远端效应的综合作用而形成,其形成演化对该区上二叠统龙潭组烃源岩展布和石炭系岩溶储层发育以及石炭系—三叠系天然气的分布具有明显的控制作用。

天然气工业杂志开发工程

压裂改造复合页岩气藏不稳定压力与产量分析方法42-47

摘要：为了给页岩气现场开发提供理论依据,考虑页岩气扩散、黏性流、解吸等多种传质机理,建立了复合页岩气藏的综合流动数学模型。基质中考虑浓度差引起的非稳态流动,内外区裂缝中考虑达西流动,水力压裂主裂缝考虑为无限导流;引入了新的无因次量,在椭圆坐标系下综合运用拉氏变换、Mathieu函数、Stehfest数值反演等方法对数学模型进行了解析求解;分析了定产量条件下不稳定压力和定井底压力条件下产量的变化特征,基于不稳定压力曲线将页岩气流动划分为7个流动阶段,即井筒储集阶段、过渡流阶段、早期线性流阶段、基质向裂缝窜流阶段、早期径向流动阶段、第一径向流与第二径向流的过渡阶段、第二径向流动阶段,为复合页岩气藏生产动态分析提供了理论基础。研究结果表明：增大改造区域半径和渗透率可以提高页岩气产量;扩散系数越大、兰格缪尔体积和兰格缪尔压力越大,页岩气产量越大,气藏初始压力高对页岩气的开发具有积极的影响。结论认为,所建立的综合流动数学模型丰富了页岩气多级压裂水平井开发分析方法。

缝洞型碳酸盐岩储层产能方程及其影响因素分析48-54

摘要：缝洞型碳酸盐岩气藏储层基质孔隙度、渗透率低,孔洞缝发育,非均质性严重,渗流规律复杂,气体流态特征及其关键影响因素是建立合理有效的缝洞型碳酸盐岩气藏气体渗流模型的重要基础。为此,开展了基岩孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型3种不同储层特征岩样的渗流特征与应力敏感物理模拟实验,得到了不同储层特征岩样对应的流态特征与应力敏感特征;通过研究其影响程度,获取了碳酸盐岩储层应力敏感模型和高速非达西渗流系数模型,最终建立起了考虑应力敏感与高速非达西系数的二项式气体渗流模型和产能方程。数值计算结果表明：1碳酸盐岩气藏产能计算时孔隙型储层若只考虑应力敏感,由此引起的产能损失幅度在30%左右;2溶蚀孔洞型储层若只考虑高速非达西效应,由此引起的产能损失幅度在20%左右;3裂缝型储层需要综合考虑应力敏感和高速非达西效应,两者共同作用导致的产能损失在40%左右。上述规律性认识对生产实践具有重要的指导意义。

中石油在四川盆地增加1600亿立方米页岩气储量54-54

摘要：经国土资源部审查和批准，中石油日前在四川盆地的威202井区、宁201井区和YS108井区内增加了207．87平方千米新的含页岩气探区。在这些新的含页岩气探区内共增加了1635．3亿立方米探明页岩气储量，其中技术可采储量为408．8亿立方米。这3个井区都位于四川盆地的国家页岩气示范区内。截止到2015年8月27日，在新探明的地区内，合计日产量已超过400万立方米页岩气。这是中石油第一次向国土资源部提交探明页岩气储量。

基于体积源的分段压裂水平井产能评价方法55-63

摘要：水平井裸眼和固井分段压裂技术已大量应用于低渗透气藏的开发,其产能评价方法是评价压裂效果和提高压裂设计水平的关键。为此,针对裂缝性低渗透气藏,采用体积源的思想建立相应的基础渗流模型,通过正交变换法求取常流率时体积源函数,并根据Duhamel原理推导了变流率时的计算方法;结合人工裂缝内流动压降并根据叠加原理分别推导出裸眼、固井分段压裂水平井的产能评价方法;最后通过现场实例及经典理论模型验证了产能评价方法的正确性,以及储层物性和人工裂缝参数对于两者产能的影响。结果表明：1裸眼、固井分段压裂水平井发挥了水平井段的生产作用,它具有较高的产能;2两者之间的差别受到储层物性和分段压裂参数的影响;3在储层物性差、压裂规模大时,裸眼、固井分段压裂水平井之间产能的差别变小。该成果对于低渗透气藏分段压裂水平井的分段压裂参数设计和压后效果评价具有重要的应用价值,也为分段压裂工艺的选择提供了理论依据。

压裂液对煤岩气藏渗流性能的影响64-69

摘要：水力压裂是实现煤岩气藏工业开采的主要增产措施,但煤岩气藏压裂过程中压裂液滤失严重、返排率低,将直接影响排水采气过程中地层水以及煤层气的渗流性能。为此,选用沁水盆地上石炭统—下二叠统太原组15号煤为研究对象,开展了低伤害活性水压裂液对煤岩气藏渗流性能的损害评价实验,并结合红外光谱和扫描电镜等微观分析手段对比了压裂液作用前后的煤岩表面特征和孔隙结构特征,进而深入分析了压裂液影响煤岩气藏渗流性能的微观机理。结果表明：无论宏观裂隙煤样还是显微裂隙煤样,气体渗透率损害率均明显大于液体渗透率损害率且宏观裂隙煤样渗流性能损害程度略大于显微裂隙煤样;压裂液作用后煤岩表面游离态羟基和羧基官能团增多,亲水性增加,压裂液吸附滞留现象严重,煤岩孔径及裂缝宽度变小,从微观角度揭示了煤岩气藏渗流性能下降的原因。该研究成果可为煤岩气藏压裂液配方优化和产能预测提供基础参数。

天然气工业杂志钻井工程

页岩气水平井井筒完整性问题及对策70-76

摘要：在四川盆地西南部长宁—威远部级页岩气示范区,部分页岩气井井筒完整性出现了一些问题,直接影响了页岩气水平井单井产量的提高。为此,在统计分析该区页岩气水平井出现的套管损坏、套管下入困难、水泥环密封性难保证等井筒完整性问题的基础上,建立了多因素耦合套管应力计算评价模型,研究了温度效应、套管弯曲、轴向压力等多因素耦合对套管损坏的影响机理;利用自主莫尔—库伦准则,分析了页岩层滑移机理及与套管剪切变形的关系;利用自主开发的下套管钩载预测及摩阻分析软件,对影响套管摩阻的主控因素进行了反演分析。最后,针对页岩气水平井的特点,以提高钻井质量（DQ）为核心,从设计、施工工艺等方面提出了井筒完整性控制对策：1修订页岩气井套管设计计算方法和校核标准;2优化井身结构和全井眼轨迹设计;3提高钻井质量;4优化水泥石性能并校核压裂过程中水泥石的密封完整性等。该研究成果对于指导未来页岩气井井筒完整性设计和管理具有重要意义。

固井水泥环微间隙与微裂缝的模拟试验方法77-82

摘要：对于固井水泥环微间隙和微裂缝模拟试验方法以及自修复评价试验方法,目前尚未统一。为了顺利开展固井水泥环自修复技术研究,基于大量的探索实验,提出了两种模拟微间隙和微裂缝的试验方法：使用不锈钢钢管模拟套管,通过先在套管内壁涂抹均匀的钻井液液膜,然后灌入固井水泥浆的方法模拟固井水泥环微间隙;通过直接灌入水泥浆（内壁无钻井液液膜）,待试样固化后再对钢管外壁施加机械挤压力的方法模拟固井水泥环的微裂缝。从抗窜强度测试、试验误差分析和无损伤CT扫描等方面,对模拟试验方法的可靠性、稳定性和模拟样品的微观形态进行了分析研究。结果表明,该模拟试验方法简单易行,微裂缝与微间隙模拟的过程和微观形态与实际工况接近,试验数据稳定可靠。结论认为,该模拟试验方法能够较好地应用于固井水泥环自修复技术研究和固井水泥浆力学性能分析测试。

长宁-威远部级页岩气示范区日产气量突破400万立方米82-82

摘要：2015年9月1日，四川盆地中国石油长宁-威远部级页岩气示范区日产页岩气量达到413x10^4m3。继今年8月10日示范区日产量突破300×10 ^4m3大关后，再次迈上新台阶。

四川非常规气田开发主要钻井技术及其应用效果83-88

摘要：随着油气勘探开发难度不断加大,尤其是近年来非常规气田的开发,定向钻井成为钻井主流技术,如何有效控制钻井成本和保护环境并防止井下事故的发生成为作业者必须面对的问题。为此,自2010年以来,在荷兰皇家壳牌集团（中国）四川非常规气项目50余井次的钻井工作中,运用了旋转导向技术、新型钻井液配方、钻井液回收技术和固控配套技术,取得了快速、安全、环保的应用效果,其中DXXX井应用旋转导向钻井,实现完钻井深5729m,水平段长1418m,钻井周期105d,同比螺杆钻水平井节约时间65d,钻井工程创下了该区新纪录。尤其是针对不同地层特点,兼顾环保要求,成功研制和应用了新型钻井液配方、固控和钻屑处理技术,取得了较好的环保效果。结论认为,上述配套技术的应用对提高钻遇产层成功率、提高钻井速度、缩短钻井周期、控制钻井成本、获得更好的经济效益和社会效益,具有重要的保障作用。

有效提高页岩气井固井质量的泥饼固化防窜固井技术89-94

摘要：X2井是湖北某盆地的一口重点页岩气评价井。为解决该区域存在的Ф139.7mm生产套管固井前钻井井漏严重、井径极其不规则、固井质量难以保证后续储层体积压裂作业等问题,在室内评价实验的基础上,决定使用泥饼固化（MCS,Mud CkeaSolidification）防窜固井技术。该项技术的机理是把泥饼固化剂放在先导水泥浆之前注入,通过其与井壁泥饼接触并进行一系列化学反应,形成的胶凝物质对泥饼中的各物质进行填充和黏接,相互胶结形成致密的固结体,进而实现固井二界面泥饼固化。X2井的现场应用效果表明：声波—变密度测井（CBL/VDL）解释结果第一界面固井质量胶结好的占91.4%,胶结中等的占8.3%,胶结差的占0.3%;第二界面固井质量胶结好的占29.4%,胶结中等的占70.6%,胶结差的占比为0,综合评价为优质,较邻井（X1井）固井质量大幅度提高;X2井经初步压裂,测试获得页岩气产量900m3/d。充分说明了MCS技术不但可显著提高复杂井界面胶结质量和层间封隔效果,满足页岩气体积压裂的需要,而且还能避免因顶替效率低、界面胶结质量差而导致的测井质量差和潜伏的环空气窜问题。